Шельфы морей где идет добыча нефти. Достижимые цифры: о добыче углеводородов на шельфе

В последнее время в мире все острее встает проблема скорого истощения запасов углеводородов. Для России перспектива истощения даже континентальных запасов - дело отдаленного будущего: многие месторождения разрабатываются вполсилы, на некоторых (например, Ковыкта в Иркутской области) работа толком не начата. Но мировые тенденции таковы, что нефте- и газодобыча с континента все больше перемещается на шельф. Россия, безусловно, не является лидером в этой отрасли: с шельфа добывается всего около 3% российской нефти.

Арктический шельф оказался буквально нашпигован углеводородами. К концу 2002 года в Баренцевом, Карском и Печорском морях, а так же в районе Обской губы было открыто 15 месторождений нефти и газа. По классу крупности три месторождения относятся к уникальным, девять - к крупным, два - к средним и одно - к мелким. По нынешним оценкам, на Арктическом шельфе сосредоточено до 80% потенциальных углеводородных запасов России.

Рано или поздно перед страной встанет проблема добычи «неприкосновенного запаса» – нефти арктического шельфа, к которой подступиться очень и очень непросто. В России сейчас нет ни необходимых технологий, ни особой ледовой техники, ни денег на освоение новых шельфовых месторождений. На Севере фактически нет и инфраструктуры: электросетей, железных дорог, аэродромов.

С некоторыми из этих проблем, например, с отсутствием транспорта и инфраструктуры, сталкиваются и континентальные проекты, та же Ковыкта, разработка которой уперлась в том числе и в отсутствие транспорта, и Тимано-Печора, которая разрабатывается даже не в половину мощности опять же из-за нехватки транспортных мощностей.

Однако компании рвутся осваивать арктические месторождения, и в первую очередь самые богатые из них - Приразломное и Штокмановское - в Мурманской области. Но эти месторождения одновременно и самые сложные для разработки.

У России уже есть негативный опыт работы на шельфе в сложных климатических условиях - на Сахалине, где форсированные темпы разработки привели к нескольким авариям: причем даже экологическая катастрофа в заливе Пильтун не заставила задуматься ни нефтяников, ни чиновников.

–> Сахалин
История шельфовых проектов в России началась недавно. Первым опытом строительства буровых платформ стал Каспий, где работает международный консорциум по добыче нефти. Вторым - Сахалин, регион с, несомненно, более суровыми климатическими условиями. На Сахалине добывают или собираются добывать нефть пять проектов, принадлежащих разным компаниям.

Оператор одного из первых сахалинских проектов «Сахалин-2», компания «Сахалин Энерджи», уже столкнулась с множеством проблем, в том числе экологического характера.

К примеру, проблема малочисленных народов Севера. В своих пресс-релизах компания указывает, что уделяет внимание этому вопросу, и сетует на несовершенство российского законодательства, которое не предусматривает прямой компенсации за ущерб в связи с воздействием на земли, находящиеся в традиционном землепользовании. То есть, народы, жившие на протяжении тысячелетий за счет оленеводства, охоты и рыболовства, в случае ущерба должны писать жалобу в компанию, и та в качестве акта доброй воли может выплатить им компенсацию. А может и не выплатить - за недоказанностью вины.

По уверениям официальных лиц, нефтедобыча не так страшна, как ее малюют. По мнению большинства госслужащих, так или иначе связанных с экологией, работа установок в штатном режиме по большому счету не вредит окружающей среде. Опасны лишь аварийные ситуации.

Так, начальник Управления мониторинга загрязнения природной среды «Росгидромета» Валерий Челюканов утверждает, что при постоянных проверках ни в воде, ни в воздухе Сахалина за пределами санитарной зоны установок не выявлено превышение предельно допустимых концентраций ни по одному показателю, который зависит от бурения. Основной опасностью для экологии районов нефтедобычи он считает возможные разливы нефти. При этом Валерий Челюканов не видит особой опасности от самого процесса бурения: «Буровые растворы не столь токсичны. Они оказывают отрицательное воздействие, но с точки зрения экологии это не так опасно, как возможные разливы».

Безаварийная добыча нефти - это что-то из области научной фантастики. В реальности компании не готовы к оперативному реагированию на аварии, замалчивают информацию о случившемся - и это уже чревато катастрофой.

–> В июне 1999 г. в заливе Пильтун, к северо-востоку от острова Сахалин, произошел беспрецедентный замор тихоокеанской сельди На берег выбросило около тысячи тонн мертвой рыбы. Рыба шла на нерест, но - не успела. Печальным итогом катастрофы стало резкое сокращение улова сельди. Там, где раньше ее ловили сетями, сейчас за раз попадается всего по нескольку рыб.

Официальные власти Сахалина экологическую катастрофу объяснили ледовым замором, но сотрудники Центра Госсанэпиднадзора Южно-Сахалинска обнаружили в пробах рыбы превышение предельно допустимых концентраций по ДДТ в 20 раз. Третий результат получили общественные организации «Экологическая вахта Сахалина» и «Гринпис России».

По мнению экологов, причиной полного истощения запасов сельди в бухте Пильтун стала авария на бурильной платформе «Моликпак», принадлежащей компании «Сахалин Энерджи».

Но возможности доказать причастность компании к катастрофе у экологов нет: для этого необходимо сделать анализ нефти «Моликпака» и сравнить его с анализом нефтепродуктов, содержавшихся в тушках погибшей сельди. Естественно, «Сахалин Энерджи» нефть на анализ не предоставила. Результаты независимого расследования экологов остались без комментариев и со стороны официальных структур. Впрочем, в процессе подготовки этой статьи было опрошено несколько официальных экологов. Все они высказали недоверие к результатам «Гринписа», объяснив это тем, что неизвестно, как и в каких лабораториях независимые экологи проводили исследования. Эти слова заставляют усомниться в том, что чиновники действительно видели материалы «Гринписа России» и «Экологической вахты Сахалина» - в своих отчетах эти организации указывают и лаборатории, где проводились анализы, и методики. Вспоминаются сетования «Сахалин Энерджи» на несовершенство закона о правах малых народов… Ведь катастрофа в бухте Пильтун изменила традиционный уклад жизни нескольких племен тех самых малых народов.

Второе бедствие, постигшее Сахалин - авария бельгийского дноуглубительного судна «Христофор Колумб», произошедшая 8 сентября 2004 г. в акватории Холмска (юго-западное побережье острова Сахалин).

Во время шторма судно выбросило на берег. Из трех поврежденных танков в море вытекло около 200 тонн топлива. В итоге аварии шесть километров береговой полосы, включая городские пляжи, было загрязнено нефтепродуктами. Работы по локализации последствий аварии были начаты только спустя 57 часов. Утечки топлива с аварийного судна продолжались.

Эта авария показала, что компании-операторы проекта «Сахалин-2» не готовы к борьбе даже с относительно небольшими проливами нефтепродуктов. Национальные и международные природоохранные организации призвали главу компании Shell (также участника проекта «Сахалин-2») лорда Оксбурга объявить мораторий на все виды морской производственной деятельности, связанной с реализацией проекта «Сахалин-2», до внедрения одобренного международной практикой плана предотвращения разлива нефти и действий по ликвидации последствий таких разливов, охватывающего все этапы производственных операций. Моратория не последовало.

Учтя опыт аварии «Христофора Колумба», Росприроднадзор по Сахалинской области предложил внести изменения в программу ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН) с тем, чтобы добиться большей оперативности работ при возникновении чрезвычайных ситуаций. Надо сказать, что имевшаяся программа ЛАРН отличалась очень общим характером. Однако за разговорами о том, как улучшить экологическое законодательство, чиновники забыли о реально существующей проблеме: на момент написания материала судно, несмотря на все обещания компаний Shell и «Сахалин Энерджи», все еще остается на мели. Утечки нефтепродуктов с судна продолжаются. Данные о состоянии окружающей среды после аварии и степени воздействия нефтяных испарений на здоровье горожан до сих пор не обнародованы.

Арктике при шельфовых работах предстоит пройти через те же проблемы, которые уже проявились на Сахалине. Экологическая опасность будет усилена за счет сложной ледовой обстановки (повышается риск аварий и, прежде всего, проливов углеводородов), сложностей с ликвидацией последствий разливов и низкого температурного режима, что замедляет разложение загрязняющих веществ. Беспокойство экологов вызывает и опасность при разработке шельфа для ранимой северной природы.

Карта местности
В Северном Ледовитом океане обнаружено множество структур и нефтегазоносных месторождений. Вот только самые важные из них.

Штокмановское газоконденсатное месторождение
Из иностранных компаний, участие которых вероятно в проекте добычи на Штокмановском месторождении в Баренцевом море, технико-экономическое обоснование (ТЭО) разработали всего четыре: американские Chevron и ConocoPhilips и норвежские Statoil и NorskHydro. По информации газеты «КоммерсантЪ», все проекты основаны на принципиально похожих схемах добычи газа и предусматривают доставку его до берега одним из трех возможных вариантов: трубопроводом протяженностью 550 км.; стабилизацию газа на платформе в районе месторождения и доставку по трубопроводу; смешанный вариант с установкой платформы посередине между берегом и месторождением. Statoil помимо этого предлагает еще два варианта, предусматривающих использование морских судов.

В зависимости от выбранной схемы стоимость первой стадии проекта по освоению Штокмана оценивают в «Морнефтегазе» в сумму от 6 до 10 млрд долларов.

В случае варианта с трубопроводом газ будет доставляться на берег по дну Баренцева моря на Корабельную губу в районе поселка Териберка Кольского полуострова.

Месторождение очень сложно для разработки из-за значительной удаленности от берега, глубины моря, суровых климатических условий, сложного рельефа дна моря, вероятности распространения в придонных отложениях газогидратов и многомернемерзлых грунтов. Опасения экологам внушает и отсутствие достаточного объема наблюдений и информации в целом по гидрометеорологическим условиям акватории и опыта работы в аналогичных условиях.

Техническое решение по Штокмановскому месторождению еще не принято. Рассматриваются «наиболее отвечающие условиям» варианты и их комбинации. Но так как еще никто не работал в подобных условиях, и некоторое оборудование из того, которое планируется применить на Штокмановском месторождении, еще никто никогда не использовал, велик риск всевозможных неполадок, связанных как с нетипичными климатическими условиями, так и с отсутствием у людей опыта обращения с подобной техникой.

В зоне месторождения проведены изыскательские проектно-экологические работы, но их результаты можно считать только ориентировочными из-за недостаточного объема накопленных знаний (в частности, в береговой зоне подобные исследования были проведены впервые).

С точки зрения специалистов Мурманского морского биологического института РАН и владельца лицензии на разработку месторождения, компании «Севморнефтегаз», необходимо провести дополнительные исследования, а также существенно изменить экологические и технические требования к разработке шельфовых месторождений.

Последнее особенно важно из-за того, что действующие требования (СП-11-102-97) разрабатывались для реализации проектов на суше. Нормативов для работы на шельфе в России просто не существует. Кроме того, работы по разработке Штокмана будут вестись в незаселенной зоне, а значит, флора и фауна акватории Баренцева моря ощутит значительное усиление антропогенной нагрузки. Из-за недостаточности исследований будет сложно оценить реальное влияние проекта на окружающую среду.

Для проведения ОВОС (оценки влияния проекта на окружающую среду) необходимо разработать программу морских, прибрежных и береговых инженерно-экологических изысканий сроком на 5-10 лет, тактическую программу ежегодных изысканий, корректируемую по результатам уже выполненных работ, проведение испытаний одним и тем же коллективом специалистов. До начала строительных работ необходимо создать базы данных о состоянии среды, а так же животного и растительного мира в районе возможного загрязнения Штокманского газоконденсатного месторождения.

Таким образом, для экологического обоснования разработки Штокмановского месторождения, по мнению экологов, потребуется ещё несколько лет. При этом «Газпромом» уже достигнуто соглашение с норвежской компанией Norsk Hydro о технических консультациях по разработке Штокмана. Hydro рассчитывает на 15%-ную долю в Штокмане в обмен на нефтегазовые активы в Норвегии.

Приразломное месторождение
В ходе экспедиции Института океанологии РАН в район месторождения Приразломное в Мурманской области, которая состоялась осенью 2003 года, была выявлена сильная изменчивость как химического состава воды, так и планктонных организмов.

Это позволяет использовать данные экспедиции для мониторинга экосреды при строительстве и эксплуатации платформы, но не позволяет оценить степени антропогенного воздействия на среду. То есть, данные экспедиции практической ценности для экологов не имеют. Исследования донной биоты также показали изменчивость.

Исследователи обратили особое внимание на то, что донные организмы зачастую гибнут от естественных причин, например, из-за распреснения вод после сильного паводка. Исследователи в докладе, сделанном на конференции «Нефть и газ арктического шельфа» в ноябре 2004 года в Мурманске, указывают на недостаточную изученность прибрежной зоны арктических морей России и на то, что природоохранные организации зачастую не обращают внимания на возможность естественных изменений в среде, флоре или фауне. Однако почему-то забывают сделать вывод о том, что следует сначала детально изучить экологию местности, которая будет подвергнута мощному антропогенному воздействию, а потом уже начинать строительные работы. Подобный подход может в будущем стать страховкой на случай аварии или экологической катастрофы (вспомним случай с замором сельди в бухте Пильтун на Сахалине).

Как видно из приведенных фактов, оба месторождения нуждаются в дополнительном изучении. Однако по плану нефтяников, в конце 2006 г. должна начаться добыча нефти на Приразломном месторождении, в 2009-2010 гг. - на Медынском вблизи побережья Баренцева моря.

Планы нефтяников: финансовые интересы и государственная политика
Добывающие компании и компании-производители оборудования стараются максимально приблизить срок начала добычи. В феврале 2005 г. «Газпром» уже к середине лета пообещал создать международный консорциум для его разработки: если этого не сделать, компания не сможет через шесть лет начать поставки сжиженного газа в США.

На первом этапе на Штокмановском месторождении планируется добывать 30 млрд куб. м природного газа. 22-24 млрд куб. м сырья из этих объемов будут служить для производства 15 млн т природного газа в год, которые будут экспортироваться в США. Завод по производству сжиженного газа и терминал для его экспорта в Америку «Газпром» намерен построить в Ленинградской области. Александр Рязанов, заместитель председателя правления «Газпрома», отметил, что решение по этому проекту также может быть принято к середине нынешнего года. Общий объем затрат на реализацию первого этапа освоения Штокмановского месторождения запланирован в размере 10 млрд долларов.

«Газпром» уже имеет предварительные договоренности об участии в освоении Штокмановского месторождения с американскими ExxonMobil, ChevronTexaco и ConocoPhillips, норвежскими Norsk Hydro и Statoil. Как сказал Рязанов, к середине этого года «Газпром» хочет договориться хотя бы с одним из них о реализации проекта. Всего к освоению Штокмановского месторождения «Газпром» планирует привлечь двух или трех зарубежных партнеров.

Таким образом, хрупкая северная природа оказывается заложницей нефтяников, которые любой ценой хотят получить сверхприбыль, несмотря на то, что на том же арктическом шельфе есть более доступные участки. По словам губернатора Мурманской области Юрия Евдокимова, на порядок меньших, чем Штокман, инвестиций, потребует разработка Кольского участка шельфа Баренцева моря.

По его мнению, этот объект с предполагаемыми суммарными запасами в 150-200 млн. тонн после его подтверждения может оказаться наиболее привлекательным для инвестиций, и, как следствие, быстро реализуемым. Участок расположен сравнительно недалеко от берега, в незамерзающей зоне, и работать там можно круглый год. Благодаря этому его освоение может стать самым быстрым в Баренцевом море. Но ведь «Газпрому» нужны поставки газа в США. Договор подписан, на кону огромные суммы… Спасти компанию от срыва поставок может только Штокман.

Но только ли в контракте дело? Оказывается, чиновники прежнего состава министерства природных ресурсов… «забыли» про составление программы тендеров на разведку и освоение участков арктического шельфа.

По информации МПР, сейчас лицензии на геологоразведку в Баренцевом море есть у ГУП «Севморнефтегеофизика», ГУП «Арктикморнефтегазразведка», ЗАО «Арктикшельфнефтегаз», ОАО «Северная Нефтегазовая Компания» («Севернефтегаз»), РАО «Газпром», ЗАО «Синтезнефтегаз». В текущем году должно состояться распределение лицензий на Долгинский блок.

Подготовка программы проведения тендеров на участки на шельфе Баренцева моря, начатая несколько лет назад, остановилась на стадии определения участков. По словам заместителя губернатора Мурманской области Александра Селина, сейчас существуют следующие участки, которые готовы к тендерам на разведку и доразведку. Это Западноматвеевский (проведена сейсморазведка, обнаружена одна интересная с точки зрения нефтедобычи структура), Северорусский (сейсморазведка проведена без учета современных требований, бурение не проводилось), Северодолгинский (разведка велась пока что только методами геофизики) и Южнодолгинский. На этом участке по заказу «Газпрома» «Арктикморнефтегазразведкой» была пробурена скважина, которая дала очень неплохие результаты.

Южнодолгинский - участок с большими запасами. Он граничит с Приразломным месторождением. Скорее всего, когда тендер на эти участки наконец-то будет объявлен, Южнодолгинский участок достанется опять же «Газпрому», поскольку за счет этой компании было обнаружено месторождение.

Впрочем, компании сейчас обеспечены ресурсами, и не стремятся вовлекать в эксплуатацию новые объекты, особенно учитывая новую политику МПР, которое с назначением на пост министра Юрия Трутнева начало внимательнее следить за соблюдением условий лицензий (так, ТНК-ВР сейчас старается не потерять Ковыктинское месторождение, работы на котором после получения компанией лицензии на добычу практически не велись).

Хотя на конференции «Нефть и газ арктического шельфа», прошедшей в Мурманске в ноябре 2004 г., дочка «Газпрома» «Газфлот» предоставила обширную программу геологоразведочных работ на арктическом шельфе: в период с 2004 до 2010 года компания планирует завершить разведку Северо-Каменномыского, Каменномысского-моря и Обского газоконденсатных месторождений и приступить к вводу их в разработку. Основные поисково-разведочные работы будут сосредоточены на Адерпаютинской и Южно-Обской площадях, а также на Семаковском и Антипаютинском газовых месторождениях. Будет проведена доразведка морской части Харасавейского месторождения. В Печорском море планируется продолжить разведку Долгинского нефтяного месторождения.

Что это - надежда, что вскоре МПР прекратит гонения на нефтедобывающие компании, попытка создать стратегический запас, попросту говоря - «застолбить» месторождения - неизвестно.

Новые технологии
К разработке шельфа Россия не готова не только в связи с недоисследованностью региона. Для разработки арктического шельфа в стране нет ни технологий, ни техники.

Начальник аналитического отдела инвестиционной компании «Регион» Анатолий Ходоровский видит следующие проблемы в освоении арктического шельфа: «Для того чтобы разрабатывать арктический шельф, нужны потенциально иные технологии, нежели те, что существуют сейчас»

Шельфовые запасы легко консолидируются, если будут доказаны. Разработка шельфа - дело не одного года, а иногда десятилетия. И оно требует крупных финансовых вложений.

«Сейчас у российских нефтяных компаний, готовых, по их словам, прийти на шельф, нужных сумм нет: у «Газпрома» - одни долги, то же - у Роснефти. Учитывая, что затрат в разработку шельфа в первую очередь требует инфраструктура, а эти затраты окупаются очень долго, говорить о том, что мы скоро придем на шельф, нельзя», - рассказал Анатолий Ходоровский нашему корреспонденту.

«Учитывая отсутствие опыта работы в ледовых условиях, логично предположить, что разработка арктического шельфа потребует (и уже требует) значительных вложений в научные исследования геологии шельфа, ледовой обстановки. Много денег на эти цели давал Михаил Ходорковский, сейчас инвесторов такого уровня в России нет. Отдельный вопрос - техническое обеспечение разработки арктического шельфа. Опыт платформостроения в России невелик: у нас строили только платформы для Каспия. Что касается других государств, то строить оборудование для работы в ледовых условиях начинают только норвежцы (газовое месторождение «Белоснежка», оператор - Statoil)», - говорит аналитик.

Безусловно, ледовая обстановка в районе «Белоснежки» сильно отличается от условий, в которых планируется разработка российских месторождений, но это наиболее близкий по сложности вариант. Норвежские технологии без изменений могут быть применены на других месторождениях, лицензии на которые еще не распределены.

Компания декларирует принцип нулевого ущерба окружающей среде. Среди методик - очистка и обратная закачка добытой воды, уменьшение эмиссий от работы платформ. Закачивают под землю и углекислый газ, чтобы уменьшить его выброс в атмосферу.

«У России есть два варианта. Первый - приглашать в Арктику тех, у кого технологии есть, тех же норвежцев, и работать по их стандартам, в том числе экологическим. Второй - разрабатывать собственные технологии, но тогда стоимость проекта и сроки его реализации вырастают в разы», — считает Анатолий Ходоровский.

У России есть опыт работы на Севере, но только в области погрузки береговой нефти на танкеры без установки стационарного причала. Уже несколько лет работает опытно-промышленный участок по добыче нефти на острове Колгуев в Ненецком автономном округе (НАО), а кроме того, «Лукойл» переправляет нефть танкерами с терминала в Варандее также в НАО, у Баренцева моря. Но оба эти проекта подразумевают континентальную добычу нефти.

«Фактически, без иностранных технологий мы арктические проекты не поднимем. Таких технологий просто нет, так как в нестоящих арктических условиях на шельфе никто не работал», - говорит Анатолий Ходоровский.

Так как нет апробированных методик для работы в условиях Штокмановского и Приразломного месторождений. Кроме того, очевидно, что для стабильной и экологически безопасной транспортировки нефти нужно будет несколько танкеров не просто ледового, а арктического класса, EC-10 и EC-15. Таких танкеров в России нет, и они значительно дороже тех кораблей, которые есть. Из них ближе всего по техническим характеристикам к нужным судам танкеры класса 1А Супер. У «Совкомфлота» из три, у Приморского морского пароходства их тоже три и они используются на Сахалине.

«Совкомфлот» вел переговоры с Дальневосточной морской компанией, которая обеспечивает морские составляющие разработок Приразломного месторождения, о строительстве двух таких танкеров арктического класса, но этот процесс займет 3-4 года.

Кроме необходимого оборудования, проектам разработки и Приразломного, и Штокмановского месторождений необходима развитая инфраструктура электроснабжения, транспорта. На многих континентальных месторождениях, в той же Тюменской области, все это есть, причем там инфраструктура строилась при Советском Союзе и на деньги государства. Именно за счет нее компании сейчас получают сверхприбыль.

«На Сахалине вложения в ту же инфраструктуру гораздо меньше. А в Арктике мы кроме того, что должны будем отстроить всю инфраструктуру с нуля, еще и окажемся связаны экологическими требованиями других государств. Таким образом, технологически, технически, инфраструктурно проект не готов», — утверждает аналитик.

«Нужна доразведка. Неизвестна стоимость проекта освоения арктического шельфа и сроки его реализации. Я уверен, что в ТЭО все будет выглядеть иначе, но о том, что эти проблемы действительно существуют, говорят факты. Поэтому я предполагаю, что реально Приразломное и Штокмановское месторождения могут заработать не раньше 2025 г, - если только проект по разработке Приразломного не начнут неоправданно форсировать, к чему все и идет», - считает Ходоровский.

Все организации, заинтересованные в вопросе, ратуют за использование современного оборудования, отвечающего требованиям, которые предъявляют сложные климатические условия, говорят о необходимости создания единой координирующей структуры по вопросам ледокольного и буксирного обеспечения добычи, перевалки и транспортировки нефти, что, по мнению сотрудников Мурманского морского пароходства, снизит вероятность экологических катастроф на море и оптимизирует затраты добывающих компаний.

Угроза для Арктики
Сотрудник Института океанологии им. П.П. Ширшова РАН Никита Кучерук не видит опасности для рыбы при разработке шельфовых месторождений в Арктике: «Вся рыба сосредоточена в приустьевых солновато-водных участках, при разработке месторождений арктического шельфа ей ничего не грозит. К тому же Печорское море, и часть Баренцева моря восточнее Колгуева фантастически бедны рыбой. Единственные, кому грозит опасность в случае разливов - это птицы».

«К западу от Колгуева находится только Штокмановское газоконденсатное месторождение. Напомню: метан практически не растворяется в воде и не представляет опасности для морской флоры и фауны. Метановый фонтан более полугода существовал в Азовском море без каких-либо последствий для окружающей среды», - рассказал Кучерук нашему корреспонденту

Опасения эколога вызывает только Штокмановское месторождение: «Я не знаю состава газового конденсата на этом месторождении, - говорит Кучерук, - но если там есть сероводород, то в случае утечки он представляет действительно большую опасность для морских обитателей. Сероводород очень токсичен и хорошо растворяется в морской воде. Достаточно концентрации ниже 1 мл на литр воды для того, чтобы вымерла вся фауна на определенном участке».

Несмотря на оптимистические прогнозы ученых, и хотя разработка арктического шельфа еще не начата, экологические проблемы уже затронули регион.

Так, весной 2003 г. экспедиция Ненецкого госзаповедника обнаружила на о. Долгий седы разлива нефтепродуктов. В заповеднике погибли птицы. По непроверенным данным (информация о катастрофе скрывалась, ни одна из компаний не спешила взять на себя ответственность), причиной разлива нефти стала нештатная ситуация во время буровых работ, которые проводились одной из дочек «Газпрома».

Никита Кучерук утверждает, что экологическая катастрофа на о. Долгий не может быть связана с бурением в Печорском море, так как буровое оборудование там установили (но не начали бурить) только в середине июля. Океанолог не исключает вероятности связи нештатной ситуации с ледовым выносом из Печоры (например, Усинского баcсейна), либо со смывом с буровых установок на побережье Большеземельской тундры.

Ситуация напоминает катастрофу в бухте Пильтун. Кто-то виноват, а кто - не ясно. И это еще раз подтверждает, что необходимо принимать срочные меры по приведению экологического законодательства в соответствие с требованиями реальности, по усилению контроля со стороны государства за деятельностью нефтяных компаний.

Необходимо сделать информацию о деятельности компаний более открытой, легализовать контроль за работами со стороны общественных экологических организаций. С проблемой сокрытия экологической информации и нежеланием компаний убирать за собой столкнулся уже не один нефтегазоносный регион. Нужен ли такой печальный опыт Северу?

МПР собирается помирить экологию и экономику
Хотя нефтедобывающие компании стараются форсировать события, надежду на то, что шельф будет осваиваться хотя бы в частичном соответствии со здравым смыслом, внушает февральское заявление министра природных ресурсов России Юрия Трутнева.

«Россия приближается к этапу, когда потребуется выходить на шельф, но произойдет это не раньше 2015 года», - заявил Трутнев 2 февраля 2005 г. в Осло (Норвегия) на совместной пресс-конференции с Министром нефтяной промышленности и энергетики Норвегии Турхильд Видвей.

Юрий Трутнев также отметил, что проекты, связанные с изучением и освоением шельфовых месторождений, являются наиболее перспективными в сотрудничестве двух стран в нефтегазовом секторе.

Позволяет надеяться на лучшее изменение российского законодательства в области недропользования, разработка нового экологического кодекса и жесткая политика МПР по отношению к нефтедобывающим компаниям.

По новому закону «О недрах» к иностранным добывающим компаниям, работающим в России, будут предъявлены некоторые новые требования. По словам Юрия Трутнева, участие иностранных компаний в разработке в том числе и стратегических месторождений не исключено, но государство намерено контролировать этот процесс, в первую очередь - не допуская сосредоточения в руках иностранных компаний контрольного пакета акций. При этом министр подчеркивает, что для шельфовых проектов, гораздо более капиталоемких и сложных по технологиям, возможны несколько иные схемы участия иностранцев, которые позволят сделать проекты более привлекательными.

Юрий Трутнев утверждает, что противоречия между экономикой и экологией в сфере разработки шельфа нет, нужно просто подходить к процессу освоения недр с большой долей ответственности. Хотя в России существуют крайне жесткие экологические требования (так, проект Чайво-6 был отложен на один год из-за того, что компании Exson Mobile посчитала требования российского законодательства излишне жесткими и практически невыполнимыми), они не оговаривают особенности добычи на шельфе и в основном затрагивают вопросы экологии континентальных месторождений.

Для разработки шельфа нужны принципиально иные требования. Для того, чтобы на должном уровне заботиться об экологии нефтегазоносного шельфа, Трутнев и предлагает привлекать иностранные инвестиции, причем таким образом, чтобы в консорциум по разработке шельфовых месторождений кроме российских компаний входили и представители нескольких крупных иностранных корпораций.

Так предполагается повысить заинтересованность всех участников проекта в соблюдении экологических требований (например, представители Норвегии явно сделают многое для того, чтобы сохранить акваторию чистой, ведь если этого не сделать, последствия загрязнения отразятся на экологии их страны) и стимулировать внедрение в российскую нефтедобычу новейших технологий и экологических стандартов.

Однако приход на российский шельф иностранных компаний - далеко не панацея. Это не даст результата до тех пор, пока не будет приведено в порядок российское законодательство.

Интересы Северных регионов
Надежда на то, что государство рационально подойдет к освоению арктического шельфа, есть. А вот надежды на то, что разработка благоприятно отразится на северных регионах, пока нет.

Заместитель губернатора Мурманской области Александр Селин выступает за разработку арктического шельфа, но ожидает, что благодаря ней будет проведена газификация региона. Это позволит удешевить производство в регионе. а значит, и будет способствовать росту его экономического благополучия. Те же надежды наверняка питают и руководители Архангельской области.

Для того, чтобы северные регионы начали развиваться, необходимы иные схемы распределения финансов, такие, в которых будут учитываться интересы периферии, а не только общегосударственного бюджета.

«Государство должно думать об этой территории, должно считать жителей Мурманской области гражданами России, а не гражданами только Мурманской области», - заявил Селин. Пока же из Мурманской области бегут. К лучшему климату, к более высоким зарплатам.

Нефть сделала Норвегию одной из богатейших стран мира. Та же нефть превратила Нигерию в страну-наркоторговца. Что сделает нефть арктического шельфа с севером России? Судя по опыту континентальных разработок, в самих регионах не изменится ничего ли почти ничего. За исключением появления постоянной экологической опасности - от несоблюдения технологий, от изношенного транспорта, в конце концов, от человеческой ошибки. И того, что компании, пришедшие на Север за длинным долларом, не готовы этот Север защитить.

По мере увеличения знаний о происхождении нефти специалисты стали предполагать, что в недрах континентальных шельфов могут скрываться большие запасы этого ценного полезного ископаемого. Президент Трумэн, ознакомившись с этой все укреплявшейся уверенностью своих технических советников, подчеркнул значение таящихся в недрах шельфов богатств, заявив 28 сентября 1945 г., что «правительство Соединенных Штатов считает естественные ресурсы земных недр и морского дна континентальных шельфов в открытом море, прилегающих к берегам Соединенных Штатов, принадлежащими Соединенным Штатам и подлежащими их юрисдикции и контролю».

Каков характер континентальных шельфов? Что делает их благоприятными для образования и накопления нефти? Какое значение могут иметь эти возможные запасы нефти по сравнению с запасами нефти суши?

Характер континентальных шельфов

Континентальный шельф - это полоса морского дна, расположенная в поясе мелких прибрежных вод, окаймляющих континенты. Он представляет собой погруженную периферию крупных платформ, возвышающихся в виде континентов. Глубокие океанические бассейны в настоящее время переполнены водой, в результате чего вода поднимается выше их краев и затапливает наиболее низко расположенные участки континентальных платформ. Если бы океаны были ограничены только своими глубоководными частями, они покрывали бы лишь 64% поверхности земного шара, а поверхность суши составляла бы 36%. Однако в настоящее время суша занимает 28% поверхности Земли, а поднятые части континентов - лишь 21%, в результате чего почти 15% поверхности земного шара представляют большую шельфовую равнину, располагающуюся между этими поднятыми частями и собственно океаническими бассейнами. Внешняя часть этой равнины, покрытая водами океанов, и называется континентальным шельфом.

Обычно говорят, что континентальный шельф «произвольно» ограничивают поверхностью морского дна, лежащей под прибрежными водами, глубина которых не превышает 100 морских сажен, то есть около 600 футов. На самом же деле это ограничение не является произвольным. Великая равнина, внешняя затопленная часть которой образует континентальный шельф, представляет вполне определенную часть поверхности земной коры. Край этой равнины, расположенный на суше на высоте около 600 футов над уровнем моря, отмечает средний уровень поверхности земного шара. Ее подводный край, лежащий на глубине около 600 футов ниже уровня моря, отмечает границу глубоких океанических бассейнов. Несмотря на то, что в настоящее время этот край затоплен, он все же служит истинной границей континентов. Подобное ограничение континентального шельфа оправдывается еще и тем, что его нижний край отмечает границу эффективного влияния волн и течений на морское дно и приблизительную границу глубин, до которых проникает солнечный свет в морской воде.

В недрах части этой великой равнины, которая находится на суше, располагаются те природные резервуары, из которых была получена подавляющая часть всей нефти, обнаруженной до сих пор на земном шаре. Поэтому, рассматривая континентальный шельф, мы ставим перед собой следующий вопрос: каковы перспективы нефтеносности смежной, подводной, части этой равнины?

Если бы можно было игнорировать Антарктический континент, то мы говорили бы о континентальном шельфе в единственном числе. Все остальные континенты расположены в пределах одного, почти непрерывного пояса мелководья - континентального шельфа; одна лишь Антарктика имеет свой особый континентальный шельф. С какой бы стороны мы к ней ни приближались, необходимо пересечь сотни километров океанических глубин.

Общая площадь континентальных шельфов составляет примерно 28,5 млн. кв. км, из которых около 2,6 млн. кв. км прилегает к берегам Соединенных Штатов, включая Аляску. Из всех материков наименьшей площадью континентального шельфа обладает Африка. Вдоль восточных берегов Северной и Южной Америки тянутся широкие континентальные шельфы, западные же берега этих континентов довольно круто погружаются в океанические глубины. Подобным же образом восточные окраины континентов Азии и Австралии, а также Малайский архипелаг омываются широким пространством мелких вод континентальных шельфов.

Северные берега каждого из трех материков - Северной Америки, Европы и Азии, - окружающих северный полюс, обладают широкими шельфами. Наибольшее развитие континентальных шельфов можно наблюдать в четырех крупных областях средиземноморского типа: арктической (часто называемой Северным Ледовитым океаном, хотя более правильно называть его Северным Полярным морем); американской (Мексиканский залив и Карибское море, представляющие собой сложно построенную впадину между континентами Южной и Северной Америки); азиатской (усеянные островами и в сущности закрытые моря, находящиеся между континентами Азии и Австралии); классической средиземноморской области Европы, а также Ближнего и Среднего Востока. В пределах этих четырех областей находится свыше 50% всей площади континентальных шельфов земли.

Три из этих крупнейших областей средиземноморского типа являются одновременно важнейшими нефтеносными областями, в четвертой же, арктической, большей частью еще не исследованной, встречаются богатые поверхностные нефтепроявления. В других местах с континентальными шельфами, по-видимому, также тесно связаны скопления нефти. Даже такой сравнительно узкий континентальный шельф, как у западных берегов Северной и Южной Америки, местами расширяется и у нефтеносных бассейнов, например в районе Лос-Анджелес, в Южной Калифорнии, приобретает довольно значительные размеры. Если сопоставить бассейн Лос-Анджелес с прилегающим континентальным шельфом, то можно установить, что он представляет собой лишь часть более крупного бассейна, уходящего на значительном протяжении под покрывающие континентальный шельф воды.

Совершенно ясно, что эти окаймляющие континенты террасы частично сложены продуктами разрушения почв и пород, образовавшихся в результате эрозии-денудации прилегающей -суши и вынесенных в море текучими водами и ветрами. Частично эти террасы сложены также остатками морских организмов и химическими осадками, отлагающимися на дне моря и покрываемыми другими осадками. Этот покров осадочного материала имеет, в общем, очень большую мощность. Правда, в районах, где земная кора устойчива, где происходило лишь небольшое опускание окраин континента или где такого опускания не было, мощность осадочного покрова невелика и последний может вообще отсутствовать.

Чтобы добыча углеводородов на шельфе превысила запланированные показатели, нефтегазовым компаниям придется обеспечить производственную кооперацию отечественных поставщиков необходимого оборудования.

Российский шельф имеет самую большую в мире площадь – более 6 млн кв. км и содержит свыше 110 млрд тонн ресурсов нефти и газа в пересчете на условное топливо. Основные ресурсы углеводородов (около 70%) сосредоточены в недрах Баренцева, Печорского, Карского и Охотского морей. При этом в недрах Баренцева и Карского морей преобладают газ и конденсат, в Печорском море – нефть, в Охотском – нефть и газ.

Согласно долгосрочной энергетической стратегии России, к 2035 году добыча нефти на континентальном шельфе должна возрасти до 50 млн тонн против около 17 млн тонн в 2015 году, в том числе 30–35 млн тонн составит арктическая нефть.

Заместитель министра энергетики РФ Кирилл МОЛОДЦОВ, выступая на конференции Offshore Marintec Russia, заявил, что освоение шельфа осуществляется в рамках 123 лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья.

– Все компании – Газпром, «Газпром нефть», Роснефть, ЛУКОЙЛ – активно разрабатывают существующие лицензионные участки… В настоящий момент мы ожидаем, что в 2016 году Россия прирастет объемами добычи по нефти более чем в 2,2 млн тонн и таким образом мы опередим темпы прироста средней добычи в Российской Федерации, прибавим более 11% добычи, – говорит он.

Если обсуждать арктический шельф как перспективную зону добычи углеводородного сырья, то флагманом выступает проект разработки Приразломного нефтяного месторождения, расположенного в Печорском море в 60 км от берега. Его извлекаемые запасы составляют более 70 млн тонн. На Приразломном месторождении с морской ледостойкой стационарной платформы добывается новый сорт нефти – ARCO, впервые поступивший на мировой рынок весной 2014 года.

– На сегодняшний момент с «Приразломной» отгружено более 17 млн баррелей нефти, пробурено 8 скважин (4 добывающие, 3 нагнетательные и 1 поглощающая). Отгрузка нефти происходит с помощью танкеров ледового класса, – говорит начальник департамента по развитию бизнеса и государственному регулированию на шельфе ПАО «Газпром нефть» Сергей МАТРОСОВ. – Преимущества нефти ARCO по сравнению с другими сортами – высокое содержание битумов и низкий показатель коксового остатка. Нефть очень хорошо подходит для глубокой переработки на НПЗ в Северо-Западной части Европы.

Как отметил Сергей Матросов, помимо разработки Приразломного нефтяного месторождения, шельфовый портфель «Газпром нефти» включает три проекта в Печорском, Баренцевом и Восточно-Сибирском морях, находящихся в стадии геологоразведки. В частности, в Печорском море это Долгинское месторождение на глубинах 21–46 м и Северо-Западный лицензионный участок на глубинах до 187 м.

– Мы объединяем их в единый проект, поскольку ожидаем широких возможностей для синергии двух участков как в области геологоразведочных работ, так и в сфере обустройства, транспортировки углеводородов и использования общей наземной инфраструктуры, – пояснил представитель «Газпром нефти».

В Баренцевом море компания работает на Хейсовском лицензионном участке площадью более 83 000 кв. км, а в Восточно-Сибирском море – на Северо-Врангелевском участке, который, по оценке «Газпром нефти», обладает огромным потенциалом добычи углеводородного сырья.

– Так, на площади участка, которая составляет 117 000 кв. км, объем гео-логических ресурсов предварительно оценивается в более чем 3 млрд тонн нефтяного эквивалента. Глубина моря варьируется от 20 до 90 м, что позволяет обустраивать месторождение при текущем уровне развития соответствующих технологий, – сообщил Сергей Матросов, добавив, что «Газпром нефть» рассматривает освоение арктического шельфа в качестве одного из стратегических направлений деятельности.

География добычи

Тех же приоритетов придерживается Газпром, у которого сегодня 38 лицензий на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья на российском шельфе.

– Газпром рассматривает освоение шельфа в полном соответствии с национальной морской доктриной, и интересы, которые преследует Россия, полностью отвечают задачам и целям компании… Основную работу мы ведем в Арктике, в Камчатском регионе, на Сахалине и в Обско-Тазовской губе (Карское море в районе полуострова Ямал. – Прим. ред.), – заявил заместитель председателя правления Газпрома Валерий ГОЛУБЕВ. В числе наиболее интересных объектов он назвал, в частности, Южно-Лунское месторождение на Киринском перспективном участке проекта «Сахалин-3» в Охотском море, а также месторождение Каменномысское-море в акватории Обской губы.

Как сообщал в сентябре Газпром, в ходе проведения геологоразведочных работ на Киринском перспективном участке проекта «Сахалин-3» в Охотском море в результате бурения поисково-оценочной скважины на Южно-Лунской структуре получен значительный приток газа и конденсата, что свидетельствует об открытии нового месторождения. По словам Валерия Голубева, разведочная скважина на этом месторождении «дала очень хорошие результаты». В свою очередь, член правления Газпрома Всеволод ЧЕРЕПАНОВ, слова которого приводит РИА Новости, осенью сообщал журналистам, что запасы газа Южно-Лунского месторождения, которое относится к категории газоконденсатных, по предварительным данным, составляют от 40 млрд куб. м.

Согласно материалам компании «Газпром добыча Ямбург», месторождение Каменномысское-море, названное так по имени находящегося рядом села Мыс Каменный, открыто в 2000 году. Запасы составляют 535 млрд куб. м природного газа. Установку ледостойкой платформы и монтаж газопроводов планируется осуществить в 2018–2019 годах, промышленная добыча начнется ориентировочно через 6–7 лет. В перспективе несколько месторождений в окрестностях Ямбурга (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Чугорьяхинское, Обское, Парусовое, Северо-Парусовое) будут разрабатываться взаимосвязанным технологическим комплексом с транзитом газа через имеющиеся мощности на Ямбургском месторождении.

Помимо компаний с госучастием, на шельфе России достаточно активно работает ЛУКОЙЛ, осваивающий, в частности, месторождения в Каспийском, Балтийском и Азовском морях.

– Первые крупномасштабные геологоразведочные работы были начаты еще в 1995 году на шельфе Каспийского моря, впоследствии были работы на Балтике, в Азовском море… В Каспийском регионе за 1995–2015 годы открыто 9 месторождений (с учетом долей ЛУКОЙЛа в совместных предприятиях) с запасами 1,1 млрд тонн условного топлива – примерно 50 на 50 по нефти и газу. Также подготовлены перспективные структуры с ресурсами около 500 млн тонн. Накопленная добыча уже составляет 6,5 млн тонн, инвестиции только в геологоразведочные работы – 46 млрд рублей, – рассказал на конференции в Петербурге вице-президент ПАО «ЛУКОЙЛ» Илья МАНДРИК.

Одним из наиболее успешных проектов он считает разработку месторождения имени Филановского в Каспийском море с объемом инвестиций около 87 млрд рублей. Как напомнил Илья Мандрик, в сентябре на этом месторождении с проектной добычей нефти на уровне 6 млн тонн начата эксплуатация первых двух скважин.

– В сентябре первые скважины запущены в опытную эксплуатацию, идет работа по определению дополнительных возможностей, оптимальному режиму скважин, обкатка технологического оборудования… По сути, первая очередь уже реализована, включая береговые сооружения… Всего в обустройстве этого месторождения было задействовано более 3000 человек и свыше 100 предприятий, – сообщил он, уточнив, что в качестве основных подрядчиков работали российские компании.

Российское оборудование в приоритете

Привлечение отечественных производителей к реализации шельфовых проектов считает необходимым не только ЛУКОЙЛ, но и другие компании, занимающиеся добычей углеводородного сырья. По мнению Валерия Голубева, без производственной кооперации российских предприятий не обойтись, например, при строительстве ледостойкой платформы для месторождения Каменномысское-море.

– Здесь мы предлагаем применить производственную кооперацию между существующими сегодня в России заводами, – говорит он. По его оценке, сооружение подводных комплексов по добыче углеводородного сырья является для газового концерна одним из приоритетных направлений, где нужно активизировать работу в области импортозамещения.

Как рассказал Валерий Голубев, в Газпроме уже сформирована специализированная структура, которая занимается проектами в области импортозамещения с тем, чтобы обеспечить участие российских промышленных предприятий в изготовлении оборудования, необходимого для подводной добычи на шельфе.

– Создано специальное предприятие, которое получило название «Газпром 335». Именно оно и должно быть основным консолидатором по выработке технологических требований, рассмотрению возможностей российских производственных мощностей… В ближайших задачах – формирование перечня критического оборудования, все необходимые технологические карты, меры по минимизации технологических рисков, сценарий глубокой локализации и тому подобное, – сообщил он.

В среднесрочной перспективе, отметил Валерий Голубев, новая структура станет центром компетенций для сопровождения разработки и производства оборудования, а далее будет выполнять функции сервисного обслуживания.

– Таким образом, мы заложили основу для создания промышленного производства в России подводных добычных комплексов. Существующая сегодня в стране производственная база и определенная воля (государства), а также потенциал Газпрома вполне позволяют организовать эту работу, – уверен зампред правления газового концерна.

Федеральные ведомства со своей стороны всячески поддерживают развитие импортозамещения в сфере добычи углеводородного сырья на шельфе.

– Это задачи прикладные, каждодневные, и федеральные органы власти совместно с компаниями будут продолжать их активно решать, – обещает Кирилл Молодцов. По его словам, сегодня выделено более 1,3 млрд рублей на научно-исследовательские работы, которые связаны, в частности, с совершенствованием технологий геологоразведки, а также с оптимизацией систем обеспечения устойчивой разработки месторождений, в том числе и в Арктической зоне. По словам Кирилла Молодцова, на рассмотрении федеральных органов власти также находятся более 20 научно-исследовательских работ, направленных на решение вопросов разработки технологий добычи, обустройства, строительства добычных платформ, строительства судов, которые в нашем понимании в 2017 году могут претендовать на финансирование в объеме более 3 млрд рублей.

Перспективы разведки и добычи углеводородов мирового и российского шельфов в аналитическом обзоре "ЛУКОЙЛа" "Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года".

Владимир Акрамовский

Для ряда мировых нефтяных мэйджоров давно стало традицией периодически делать достоянием общественности собственные исследования и прогнозы развития нефтегазовой отрасли. В этом году впервые российская компания "ЛУКОЙЛ" также представила широкой публике собственную оценку мировых тенденций развития нефтегазовых рынков. Команда аналитиков одного из российских лидеров регулярно проводит исследования в данном направлении. Прежде подобный обзор готовился исключительно в целях актуализации стратегии развития и формирования инвестиционной программы "ЛУКОЙЛа". Сегодня в актуализации стратегии развития, по мнению аналитиков компании, объективно нуждается и вся российская нефтегазовая промышленность. В опубликованном обзоре мировых тенденций особое внимание уделяется анализу насущных проблем нефтегазовой отрасли России. В числе основных "вызовов" для страны – естественное падение уже в ближайшие годы добычи на старых месторождениях, полноценно компенсировать которое способен комплекс мер, главным образом связанный с масштабным применением новых технологий. Для России в нынешних условиях один из ключевых "ресурсов роста" – это активизация разведки и добычи углеводородов на шельфе, требующих применения уникальных знаний и технологий.

В ЦЕНТРЕ ВНИМАНИЯ – ГЛУБОКОВОДНЫЙ ШЕЛЬФ
Мировые тенденции таковы, что по мере истощения традиционных запасов нефти на суше ресурсы шельфа играют всё более заметную роль в обеспечении растущего потребления. И если на суше уже не ожидается открытия новых гигантских месторождений, то перспективы шельфа в этом отношении весьма многообещающи. По оценкам учёных, только доказанные мировые запасы нефти на шельфе составляют 280 млрд баррелей. В последние годы большинство открытий на суше приходятся на мелкие и средние месторождения. "За последние 20 лет количество крупных открытий на шельфе превысило число крупных открытий на суше, а добыча на морских месторождениях достигает почти 30% от общемировой", – подчёркивается в аналитическом обзоре "ЛУКОЙЛа".

"С развитием технологий увеличивается и глубина осваиваемых шельфовых месторождений. Современные технологии позволяют бурить даже на глубинах, превышающих 3000 м. Около 27% шельфовой добычи сейчас приходится на глубоководье, и её доля продолжит расти", – говорится в обзоре. Авария на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе заставила многие компании пересмотреть свои подходы к обеспечению безопасности при бурении на шельфе. В результате дополнительные меры по предотвращению нештатных ситуаций естественным образом ведут к увеличению себестоимости морской добычи углеводородов. Высокая налоговая нагрузка в отдельных странах, таких как Ангола и Нигерия, также способствует росту затрат на освоение глубоководья.

Реализация сложных шельфовых проектов предполагает огромные финансовые затраты. Вместе с тем, высокие цены на нефть будут стимулировать подобные инвестиции. По оценке аналитиков "ЛУКОЙЛа", цена нефти для рентабельной разработки глубоководных запасов должна составлять от 50 до 90 долларов в зависимости от глубины и региона добычи.

С учётом же глобальных тенденций – роста населения и автомобилизации в Азии, истощения традиционной базы углеводородных ресурсов, умеренного темпа роста добычи нефти в Северной Америке и Ираке, запланированных высоких бюджетных расходов стран ОПЕК и, как следствие, ограничений последними объёмов добычи для поддержания цен на уровне не менее 100 долларов за баррель – существенное снижение цен на нефть в среднесрочной перспективе маловероятно.

Последнее десятилетие характеризовалось беспрецедентным ростом затрат в мире на геологоразведку и добычу. По оценкам "ЛУКОЙЛа", с начала 2000-х годов затраты компаний на геологоразведку, разработку и добычу увеличились более чем в три раза. Растущий спрос на углеводороды заставляет компании осваивать всё более дорогостоящие нетрадиционные запасы. В частности, вести добычу на глубоководном шельфе. В настоящее время стоимость рентабельной добычи в сутки примерно 15 млн баррелей – выше 70 долларов за баррель.

"Наибольший прирост добычи будет приходиться на глубоководный шельф, низкопроницаемые коллекторы в США, тяжёлую нефть Канады и Венесуэлы", – подчёркивается в обзоре.

Что касается прироста добычи газа, то здесь, наряду с прогрессом в освоении сланцевых ресурсов, большую роль к началу следующего десятилетия будут играть новые регионы добычи традиционного газа. В частности, в Европе "шельф Восточного Средиземноморья к началу следующего десятилетия может стать новым глобальным источником СПГ. Суммарные извлекаемые ресурсы средиземноморского шельфа Израиля, Кипра, Ливана и Египта, по разным оценкам, составляют несколько триллионов кубических метров газа".

Существенный прирост добычи нефти, как отмечается в исследовании "ЛУКОЙЛа", ожидается после 2015 г., когда будут введены в эксплуатацию новые крупные месторождения.

ВЫЗОВЫ ДЛЯ РОССИИ
По данным Министерства энергетики РФ, геологические запасы нефти России составляют 74,3 млрд т, а ресурсы – 157,1 млрд тонн. Однако, резюмируется в обзоре "ЛУКОЙЛа", современные технические возможности заметно ограничивают мощный ресурсный потенциал страны. Таким образом, извлекаемые запасы на территории РФ оцениваются в 22 млрд т. Оценка же запасов по международной классификации, учитывающей экономику проектов разработки месторождений, примерно в два раза ниже, чем по российской. Инициирование со стороны государства дополнительных экономических стимулов для разработки месторождений, которые в настоящий момент являются нерентабельными, будет способствовать наращиванию запасов по международной классификации.

На большинстве месторождений России происходит естественное падение добычи за счёт истощения запасов. Большая часть российской добычи нефти ведётся на месторождениях Западной Сибири, где первые крупные открытия были сделаны ещё в 1960-х годах. "…90% нефти в РФ добывается на месторождениях, открытых до 1988 года, и лишь 10% – на месторождениях, открытых в 1990-е и 2000-е годы", – отмечается в обзоре. В 2000-е годы темпы падения добычи по переходящему фонду скважин существенно возросли, достигнув ежегодного уровня в 11%. Активная геологоразведка и интенсификация добычи, начиная с 2009 г., позволили стабилизировать темпы падения, вместе с тем эти темпы всё ещё остаются высокими.

Определённая положительная динамика добычи, достигнутая в 2010 г., во многом явилась следствием ввода в разработку новых месторождений. Наибольший прирост добычи пришёлся на крупные месторождения на суше в Восточной Сибири – Ванкорское, Талаканское и Верхнечонское. Для полноценного преодоления естественного падения добычи необходимо ежегодно вводить 3–4 месторождения, сопоставимых по размерам с Ванкорским (порядка 500 млн тонн), – таков итог обзора.

Если же учесть реализацию на аукционе в 2012 г. трёх последних нераспределённых крупных нефтяных месторождений на суше, то сегодня можно окончательно констатировать, что в перспективе новые крупные российские месторождения будут вводиться именно на шельфе.

АРКТИКА – КЛЮЧЕВОЙ РЕСУРС РОСТА
Возможности разработки огромных запасов нефти на суше при относительно невысокой себестоимости добычи (сравнительно с шельфовыми проектами) долгое время естественным образом влияли на "отставание" России в освоении шельфовых месторождений. Однако сегодня страна уже объективно вынуждена активнее включаться в разработку шельфа. Начальные запасы нефти, согласно "Энергетической стратегии России на период до 2025 года", уже выработаны более чем на 50%, в европейской части – на 65%, в том числе в Урало-Поволжье – более чем на 70%. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60%.

"Разработка арктического шельфа может стать существенным источником роста добычи в долгосрочной перспективе", – подчёркивается в обзоре. К настоящему моменту суммарные ресурсы углеводородов на арктическом шельфе России оцениваются в 76,3 млрд тонн условного топлива (т. у. т.), а извлекаемые – в 9,6 млрд т у. т. Основная часть этих ресурсов (около 70%) приходится на континентальный шельф Баренцева, Печорского и Карского морей.

Разведанность ресурсов углеводородов континентального шельфа России незначительна и в большинстве районов не превышает 10%. При этом разведанность ресурсов нефти и газа континентального шельфа Каспийского, Баренцева и Охотского морей превышает 15%. Большую часть освоенных запасов составляет природный газ.

Напомним, согласно оценкам, представленным в "Энергетической стратегии России на период до 2030 года", прогнозные ресурсы газа на континентальном шельфе РФ превышают 60 трлн м 3 , из них разведанные балансовые запасы газа промышленных категорий А+В+С 1 – около 7 трлн. Суровые условия Арктики: сложная ледовая обстановка, низкие температуры, отсутствие инфраструктуры – всё это требует применения уникальных знаний и технологий. Если бурение разведочных скважин за короткий период арктического лета – задача решаемая, то вопросы системы их обустройства и последующей добычи значительно более сложные.

Уникальный опыт работы "ЛУКОЙЛа" на Варандее, на шельфах Каспия и Балтики, а также на зарубежном глубоководном шельфе мог бы быть весьма полезным для арктических проектов. Однако действующее законодательство ограничивает доступ частных компаний к разработке шельфовых месторождений в России. Сегодня добывать нефть в российской Арктике имеют право лишь государственные компании.

"Снятие этого ограничения могло бы придать дополнительный импульс геологоразведочной деятельности в регионе, способствовать распространению технологий, а также распределить риски между большим числом участников", – резюмируется в аналитическом обзоре.

ГДЕ ЖЕ ВЫХОД?
При сохранении действующих условий по допуску компаний к работе на шельфе, подчеркивают авторы обзора, добыча на арктическом шельфе составит около 12 млн тонн.

Аналитический обзор рассматривает варианты развития всей отрасли, при этом в нём тактично не упоминаются планы самого "ЛУКОЙЛа". Какого же курса будет придерживаться российский мэйджор в своей шельфовой стратегии? Для компании, исходя из сложившейся ситуации, очевидны два выхода. Первый – дождаться позитивных перемен в законодательстве. Объективно не в интересах государства ограничивать количество компаний, которые хотят и могут вкладывать деньги в геологоразведку на шельфе, а впоследствии в кратчайшие сроки осваивать эти новые месторождения, быстро вовлекая их в оборот, принося государству налоги и обеспечивая новые рабочие места.

Если этого не произойдёт, для такого крупного игрока, как "ЛУКОЙЛ", останется второй вариант – ориентироваться на новые потенциально эффективные зарубежные проекты на глубоководных шельфах Норвегии, Бразилии, Венесуэлы, стран Западной Африки. К реализации подобного сценария компания готова – уже сегодня она активно участвует в геологоразведочных проектах на шельфах Вьетнама, Ганы, Кот-д"Ивуара, Норвегии, Румынии, Сьерра-Леоне и Узбекистана.

Авторы обзора подчёркивают: "Для поддержания устойчивой добычи в долгосрочном периоде необходимы дополнительные шаги по реформированию системы налогообложения нефтедобычи. В противном случае снижение добычи можно будет ожидать, начиная с 2016–2017 гг.".

Впрочем, прошлый опыт свидетельствует о способности правительства адекватно реагировать на падение объёмов добычи "чёрного золота". "Своевременные меры по смягчению налоговой нагрузки позволили обеспечить стабильный уровень добычи после кризисного периода 2008–2009 гг. В частности, в 2010–2011 гг. была снижена ставка экспортной пошлины, предоставлены льготы по НДПИ, введены льготные ставки по экспортной пошлине для месторождений Восточной Сибири и шельфа Северного Каспия, а также льготная система "10-10-10" для стимулирования добычи сверхвязкой нефти", – отмечается в обзоре.

Более того, в июле 2013 г. Президент России подписал закон, который предусматривает дифференциацию ставки налога на добычу для трудноизвлекаемых запасов нефти. В соответствии с законом правительство РФ будет иметь право устанавливать формулы расчёта ставок вывозных таможенных пошлин на подобную нефть. Установлен порядок определения и применения коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти и выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. В частности, для добычи из баженовских, абалакских, хадумских и доманиковых продуктивных отложений данный коэффициент будет равен нулю.

Итак, первые прогрессивные законодательные изменения в этом направлении уже сделаны. Теперь на очереди не менее важный вопрос – стимулирование эффективной разработки шельфа российских морей.

Мы находимся на буровой платформе – сложном техническом сооружении, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100-200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии.

В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова», с которых и осуществляют бурение. Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность.

Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1». Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном на месторождении Чайво в 8-11 километрах от берега.

Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150-200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было проведено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и ChevronTexaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра.

В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы», в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне.

Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.

Интересные факты

Норвежская платформа «Тролл-А», яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн.
Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем – нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи.
В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Эстакаду Нефтяных Камней можно увидеть в одном из фильмов о Джеймсе Бонде – «И целого мира мало».
Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования.
Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации – например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, – используют своего рода пробку под названием «превентер». Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес – 150 тонн.
Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70-х годах прошлого столетия. После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах.
Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях.